供需平衡有余 电力装机将突破9亿千瓦 日前从中国电力企业联合会了解到，2010年我国电力供应能力将进一步增强，需求继续回升，供需保持总体平衡。

据了解，今年电力行业预计新增装机将保持较大规模水平，全国发电设备利用小时与上年基本持平；煤炭供应紧张、价格上涨矛盾将会比较突出，行业赢利能力将再次面临考验；电煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的最主要因素。

全年投资将达6600亿元

据了解，今年电力行业投资保持较大规模，结构有望得到继续优化。中电力预测2010年电源和电网投资预计都将在3300亿元左右，全年全国电力投资完成额6600亿元左右，少于2009年水平。

投资结构继续优化，城市和农村配电网投资的力度将逐步加大，电源投资中火电投资比重将继续低于50%，水电、核电投资比重将继续提高；电网投资占电力投资的比重也会再度低于50%。

此外，今年电力行业基建新增维持高水平，全国装机规模将会突破9亿千瓦。据预计，2010年全国全年基建新增装机8500万千瓦，其中，水电新增超过1500万千瓦，火电新增5500万千瓦，核电新增108万千瓦，风电新增1300万千瓦，太阳能光伏新增20万千瓦。预计2010年年中，全国发电装机容量将突破9亿千瓦。2010年年底，全国发电装机容量在9.5亿千瓦左右，其中，水电2.1亿千瓦，火电7亿千瓦，核电1016万千瓦，并网风电3000万千瓦。

据了解，由于当前水库蓄水偏少、需求高位增长，部分省份煤炭资源整合过程中将难以完全释放生产能力，煤炭生产量下降，对电力供应和地区平衡产生一定影响，可以判断，今年上半年火电发电量及火电耗煤量仍将保持在很高的水平上，电煤供需偏紧的局面短期内难以改变。预计2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗在16亿吨左右。煤炭需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步推动煤价继续走高，增加电厂煤炭采购难度和采购成本。

电力供需总体平衡有余

据了解，今年我国大部分地区出现气温偏高、偏低等天气的概率仍然很大，部分时段电力保障能力将承受巨大考验。

预计至2010年汛前，主要流域来水将继续维持目前严重偏枯的趋势，流域来水量仍将严重不足。预计2010年全国来水情况总体为平水年偏枯，今冬明春全国特别是华中地区干旱基本成定局。汛期也存在来水集中、来水量大等可能。

2009年，电力消费增速回升向好的势头已经基本形成，目前，促进经济增长的积极因素多于不利因素。综合判断，预计2010年，全国电力消费增长势头将高于2009年，以2009年全国电力工业统计快报为计算基数，全年电力消费同比增长9%，达到39700亿千瓦时左右。考虑到2009年各月的基数效应，2010年全社会用电量将呈现“前高后低”的总趋势，上半年增速将超过10%，下半年逐步回落。预计全年发电设备利用小时将在4500小时左右，与2009年基本持平或略有下降。

中电联预测，2010年全国电力供需总体平衡有余。受来水、电煤及天然气供应等不确定性因素影响，上海、江苏、浙江、湖北、湖南、江西、四川、重庆等地区部分时段电力供需偏紧，可能存在一定的电力电量缺口。（中国工业报）

2020年水电需超3亿千瓦 在２月２７日举行的水库大坝与环境保护论坛上，国家能源局新能源和可再生能源司水能处处长熊敏峰表示，实现２０２０年非化石能源占一次能源消费１５％左右的目标，常规水电装机需达到３亿千瓦以上。如果考虑能源消费总量的不确定性，常规水电装机应确保达到３．３亿～３．５亿千瓦。

在当天的论坛上，尽管参会的专家、学者、官员等对具体问题看法略有不同，但加快水电开发的愿望却是惊人的一致。然而，在近两年大型水电核准停滞的情况下，年内是否会有大型水电项目获得核准仍未可知。

应对气候变化的优先选择

我国去年能源消费总量已经达到３１亿吨标准煤，而在２００８年这一数据为２９．１亿吨。当前，我国正处于城市化、工业化快速推进的过程中，能源消费的刚性增长是必然趋势。中国社会科学院可持续发展研究中心主任潘家华认为，最近两年，我国的能源消费量有可能超过２００９年能源消费总量继续下滑的美国，从而成为世界最大能源消费国。

我国以煤为主的能源结构，为“高碳”埋下了伏笔。据潘家华介绍，我国人均二氧化碳排放量１９７１年为世界平均水平的１／４，到２００７年达到４．６吨，超过了世界平均水平，今年有可能超过法国，２０１５年前后有可能超过欧盟（其目前数据为８．７吨）。尽管我国人均二氧化碳排放量大约只有美国的１／４，但排放总量已经超过了美国。

熊敏峰说，水电作为技术最成熟、最具市场竞争力且可以大规模开发的非化石能源，是我国实现节能减排目标和非化石能源发展目标的重要措施。

“水电，中国应对气候变化的优先选择。”潘家华如此定位我国应对气候变化中的水电。

中国大坝协会马静博士说，水库式水电的能源回报率（运行期内发出的所有电力与其在建设期、运行期所消耗能源的比值）约为２０５～２８０，径流式水电的能源回报率约为１７０～２６７，而风电约为１８～３４，生物能约为３～５，太阳能为３～６，核电１４～１６，传统火力发电２．５～５．１。“水电的能源回报率最高，应对气候变化需要大力开发水电。”

人大财经委副主任、中国大坝协会理事长、水利部原部长汪恕诚认为，水电是我国资源最丰富、技术最成熟、成本最经济、电力调度最灵活的可持续利用低碳能源。“全球减少温室气体排放、积极应对气候变化的大趋势，必将带来我国水能开发的新热潮。”

水电２０２０年发展目标需加码

在《可再生能源中长期发展规划》中，我国提出到２０１０年，全国水电装机达到１．９亿千瓦；２０２０年，全国水电装机达到３亿千瓦。

环境保护部环境工程评估中心副总工程师陈凯麒表示，２０１０年目标已经提前一年实现，２０２０年目标也有望实现。到２０２０年，除雅鲁藏布江、怒江、金沙江上游、澜沧江上游外，其他水电基地的水电资源将基本开发完毕。

但在熊敏峰看来，３亿千瓦的发展目标比较保守，不足以支撑非化石能源消费比重达到１５％左右。

熊敏峰表示，经过国内外多个部门和多个机构分析论证，在加强产业结构调整、加快技术进步、大力提高能源效率的情况下，我国２０２０年能源消费总量约为４５亿吨标准煤。按照１５％的比例，非化石能源需要达到６．７５亿吨标准煤。即使其他可再生能源尽可能发展，按届时风电装机１．５亿千瓦、太阳能发电装机２０００万千瓦、生物质发电装机３０００万千瓦、核电８０００万千瓦计算，常规水电也需要３亿千瓦～３．５亿千瓦。如果考虑实际能源消费总量的不确定性，应确保达到３．３亿千瓦～３．５亿千瓦。

值得注意的是，《可再生能源中长期发展规划》所提２０２０年水电发展目标，还包括抽水蓄能非常规水电站（预计约３０００万千瓦）。熊敏峰提出的常规水电３．３亿千瓦～３．５亿千瓦的发展目标，比《可再生能源中长期发展规划》目标高出的决不止一星半点。

我国是水资源大国，经济可开发量达４亿千瓦。截至２００９年底，我国水电装机为１．９亿千瓦（常规水电约１．８亿千瓦），还有巨大的发展潜力。然而，近两年大型水电项目核准停滞的现实，让３亿千瓦的水电发展目标实现尚且存在悬念，３．３亿千瓦～３．５亿千瓦的目标更遥不可及。

对此，汪恕诚警告说，大型水电项目工期要１０年左右，中型水电项目工期为５～７年，得赶紧上一批水电工程项目，否则就来不及了。

年内未必核准大型水电项目

然而，水电建设也不可避免地带来负面影响，主要集中在移民和生态问题上。

“必须科学对待水利水电建设过程中产生的各种负面效应，创造经济建设、民生保证和环境保护共赢的局面。”中国科学院院士、中国水利水电科学研究院教授陈祖煜说。

汪恕诚认为，水能开发带来的移民、流域生态问题，很大程度上是社会管理问题。通过深化体制改革，加强科学管理，运用合理的行政、政策、技术、资金等手段，这些问题都可以得到很好的解决。

陈凯麒提出，应深入开展水电开发与生态保护战略研究，在此基础上出台水电行业的区域环境政策，协调有关部门出台生态补偿机制、资源有偿分配机制等水电有序开发保障机制。

但不管怎样，近两年大型水电项目核准处于停滞状态是现实问题。据预测，我国今年基建新增发电能力将达８５００万千瓦，其中，水电超过１５００万千瓦，保持２００８年和２００９年投产规模２０００万千瓦左右的良好势头。然而，更为令人关注的是，今年水电项目核准将如何？

对此，熊敏峰并没有给出明确答复，而只笼统地表示，具体项目审批从国家层面来说有一个管理程序，要落实一些条件，受到各种方面因素的影响。

汪恕诚表示，将在今年全国人代会上继续呼吁大力推进水能开发。

中国2017年将用上自主产权的“大核电” 世界上最先进的第三代核电 技术AP1000 花落中国，四台机组先后开工。本刊记者2009年1月曾经采访国家核电技术公司（下称“国家核电”），了解到中国将率先建成世界上第一座第三代AP1000核电站（详见《中国经济周刊》2009年第3期）。

1年时间过去，AP1000核电站建设情况如何？国家核电近期召开了包括《中国经济周刊 》在内的24家媒体座谈会，国家核电董事长王炳华在会上介绍了相关情况。记者获悉，不仅2009年3月29日开工的浙江三门 AP1000核电站建设如期稳步进行，而且，中国自主创新取得了重大突破，国家核电已经开始了CAP1400，甚至CAP1700的研发工作，进展之快，“是外国人做梦也想不到的”，王炳华感叹道。

自主产权第三代核电站明年完成设计

何谓CAP1400？它与AP1000有何区别？两者共同之处在于AP，而A、P分别是Advanced（先进）和Passive（非能动）的首字母。1000表示装机容量 为125万千瓦级，而1400表示装机容量为140万千瓦。最主要的区别在于“C”，即China的首字母。而CAP1400即为“中国具有自主知识产权的装机容量为140万千瓦的先进非能动核电技术”。

“C”标志着第三代核电技术的中国智慧，而CAP1400则意味着中国的大型先进核电技术品牌概念已经破壳而出。《中国经济 周刊》记者进一步获悉，CAP1400核电站将落户山东威海的荣成市，2011年底将完成初步设计，2013年4月浇注第一罐混凝土，2017年底并网发电。

早在2008年2月15日，国务院常务会议就原则通过了《大型先进压水堆核电站重大专项总体实施方案》，批准由国家核电作为大型先进压水堆核电站重大专项（简称“大型核电重大专项”）的实施主体。为此，国家核电制定了“三步走”战略：

第一步，外方为主，我方全面参与；第二步，我方为主，外方支持。至此，完全具备建设AP1000核电机组能力；第三步，全面自主创新，进入CAP1400研发及工程建设阶段，开展CAP1700预研工作。

2009年底，由国家核电与华能集团共同出资设立的国核示范电站有限责任公司揭牌成立，将全面负责CAP1400和后续CAP1700的建设和运营工作。此举标志着CAP1400核电站进入实质性推进阶段。

记者还了解到，为推动第三代核电技术自主化发展，国家共投入100多亿元重大专项发展资金。“按照惯例，一般引进技术时，舍得花钱，但消化吸收时，则有点舍不得了。但在发展三代核电技术上，决策层专门划出了其中的三分之一，用于消化吸收。”王炳华告诉记者。

携手比尔·盖茨 开发第五代核电

2009年11月4日，就在记者参与媒体座谈会的这间会议室里，微软创始人比尔·盖茨一行与王炳华的团队，进行了一场从早上8：45到下午2：45的深度对话。

“比尔·盖茨和我讲，他一生要做三件事：第一件是软件，缩短全世界人与人之间的距离；第二件是他的基金会，力争消灭非洲的疟疾，为人类造福；第三件是为人类找到能源持久的利用形式。他最终选择了核能。”王炳华回忆道。

据介绍，AP1000的实质是“热堆”，即热中子反应堆，是第三代核电技术。中国目前还在研究“快堆”，即快中子反应堆，属于第四代核电技术。但比尔·盖茨前来商谈的是“行波堆”，行波堆集热堆与快堆于一体，“应该来说，算是第五代核电技术”。王炳华感叹道，“行波堆了不得，一炉料放进去能用60年，而燃料原料增值能力是现在运行核堆的100倍。”

比尔·盖茨为什么找到中国呢？实际上，他的原定行程是先到中国，再到日本，最后一站是印度。结果，他到了中国和日本后，取消了印度行程，决定将国家核电作为合作伙伴。

据《中国经济周刊 》记者了解，国家核电与比尔·盖茨已经协定了一个协议，目前工作正在顺利开展。

中国核电将出口外国

在座谈会上，记者听到一句风趣的话：因为要求高、难度大，从事设备制造的工人曾将AP1000戏称为“挨批1000”。有一家大型企业花长达7个月制造的设备因为质量瑕疵，被迫报废，等到第二台终于成功上线时，该企业技术总负责人当场潸然泪下。

记者了解到，实际上，三门核电机组原本是世界上三代核电的第二台机组。第一台原在芬兰，采用的是法国三代核电技术EPR，但实施中却已经搁浅了三年之久，而中国的三代AP1000机组后来居上。不过，中国的第三代核电站建设过程中也充满了艰难险阻，设备制造、安装工艺、技术路径……数个世界第一在此诞生。

“现在，国内核电二代、二代﹢技术的国产化率不到90%，但是，到山东海阳核电二号机组，第三代核电AP1000国产化率已经达到了近100%。今天的成果并非国家核电一家之功，而是取决于中国核电行业的飞速发展，特别是中国装备制造业能力的大幅提升。”称自己“当着记者不说假话”的王炳华，极其认真地说了这番话。

而中国要从“核电大国”变成“核电强国”，最终目标是拥有自主知识产权的大型先进核电技术。

前不久，在阿联酋200亿美元核电站项目招标中，韩国企业在与美、法等国企业的竞争中脱颖而出，以具有自主知识产权的APR1400中标，项目金额高达400多亿美金。王炳华坦言，“这件事对我们刺激很大。”在满足国内核电自主建设发展的同时，走出国门，赢得世界核电大单。这才是中国核电人的梦想。

目前，浙江三门将建6台AP1000核电机组，山东海阳将建8台AP1000机组，而这8台机组的年发电量 将超过三峡的年发电量。

2014年，在建的4台AP1000核电机组将并网发电。2017年，CAP1400也将并网发电。届时，“不仅极大地优化了中国的能源结构，而且中国核电走出国门将为时不远。”王炳华对未来充满信心。

2010年电力供需呈平衡有余态势 2009年，全国范围内电力生产和消费增速回升；电力投资增幅加大、结构有所优化，新增装机继续保持较大规模，非化石能源发电加快发展，电力技术取得重要突破；全国供应能力充足，发电设备利用小时降幅收窄。

总体来看，全国电力供需总体平衡、个别省区略有富余；火电企业效益有所好转、电网公司盈利下降，但行业效益没有稳定的市场保障机制，预计2010年全国电力供需将保持总体平衡有余态势。但同时会出现部分地区、地区部分时段电力供需偏紧情况，并存在一定的电力电量缺口。

数据

电力投资与新增能力结构得以优化全社会用电量同比增长5.96%

全国电源新增生产能力8970万千瓦

2009年，电力投资和新增能力的结构继续优化，供应能力充足。据统计，全国电力建设完成投资7558亿元，同比增长19.93%。其中，电源投资3711亿元，占全部电力投资的49.10%，同比增长8.92%，增速比上年提高3.31个百分点；电网投资3847亿元，比上年增长32.89%，占全部电力投资的50.90%。电源基本建设投资呈现继续加快结构调整的态势，水电、核电、风电基本建设投资完成额同比分别增长2.33%、74.91%和43.90%，火电基本建设投资完成额同比下降11.11%。

2009年，全国全社会用电量36430亿千瓦时，同比增长5.96%，增速比上年提高0.47个百分点。分月用电量逐月加速回升，6月份全社会用电量自2008年10月份以来首次出现真正意义上的正增长；2009年各季度，全社会用电量分别为7810亿千瓦时、8716亿千瓦时、10110亿千瓦时、9795亿千瓦时，分别增长-4.02%、-0.59%、7.97%和20.72%，用电增速连续四个季度回升。

2009年，全国电源新增生产能力8970万千瓦，其中，水电1989万千瓦，火电6083万千瓦，风电897万千瓦，太阳能1.87万千瓦。新增结构继续优化，可再生能源投产规模逐步扩大，风电新增翻倍增长；新投产百万千瓦火电机组10台，新投产单机容量60万千瓦及以上火电机组容量比重高达55.03%，30万千瓦以下机组（占新增火电机组的7.8%）基本都是热电联产机组、资源综合利用机组；核电新开工规模850万千瓦，在建规模2180万千瓦，位居世界首位。

“上大压小”继续推进，全年关停小火电机组容量2617万千瓦。

截至2009年底，全国全口径发电设备容量87407万千瓦，比上年底净增加8130万千瓦，同比增长10.23%。其中，水电19679万千瓦，同比增长14.01%；火电65205万千瓦，同比增长8.16%；核电908万千瓦；并网风电1613万千瓦，同比增长92.26%。发电机组结构逐步优化，非化石能源所占比重有所上升。火电设备容量占总容量的比重比上年下降1.45个百分点；水电、风电比重分别提高0.74、0.78个百分点；核电没有新投产机组，所占比重略有下降。

全国发电设备利用小时小幅下降，降幅明显收窄。2009年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时4527小时，比上年降低121小时，与上年相比下降幅度减小251小时。

全国联网继续推进电网规模持续扩大

据统计，2009年底，全国电网35千伏及以上输电线路回路长度125.40万千米，同比增长7.23%；35千伏及以上公用变设备容量28.2亿千伏安，同比增长16.03%。

2009年，全国省间累计输出电量5247亿千瓦时，同比增长17.93%，增速比上年提高1.81个百分点，全年各月均保持较快增长。主要能源输出省份输出电量保持较快增长。

此外，与周边国家和地区电力交换有所增长，电力进出口总量为241亿千瓦时，同比增长18.01%，其中，进口电量61亿千瓦时，同比增长72.06%；出口电量180亿千瓦时，同比增长6.62%。

运行特征

工业用电量逐月走高前11月实现利润总额891亿元

产业用电从低迷中逐步回升

据统计，2009年第二产业用电量26993亿千瓦时，同比增长4.15%，产业用电从低迷中开始逐步回升，并带动全社会用电，增速逐步快速回升，2009年各季度增速分别为-8.21%、-3.51%、5.85%和23.30%。

2009年，我国工业用电量逐月走高，重工业回升加快。据了解，2009年，全国工业用电量26664亿千瓦时，同比增长4.27%，增速比上年提高0.36个百分点。分月来看，工业用电量增速自4月的-7.75%逐月持续回升，6月实现单月增速转正，12月月度用电量创历史新高；累计用电量迟于全社会用电量两个月恢复正增长。全国轻、重工业用电量分别为4617亿千瓦时和22048亿千瓦时，同比分别增长1.01%和4.97%。相对轻工业，重工业受金融危机影响程度深、影响稍晚，但是受国家4万亿元投资计划和十大产业振兴规划等政策的拉动作用，其用电量回升加快、12月创出历史新高，增幅快速提升。

重工业行业用电全面复苏

分析表明，由于重点行业用电全面复苏，其对全社会用电增长贡献显得较为突出。2009年以来，钢铁、化工、建材、有色等重点行业生产逐步恢复，总体表现出向好的趋势，特别是自7月份以来月度用电量持续增加并屡创新高，同期基数较低导致同比增速恢复更加明显。

据了解，钢铁行业是用电最多的工业行业，国内投资和消费需求率先带动黑色行业用电快速回升，7月实现了当月用电量增速的正增长，全年用电增长6.97%，比上年增速提高5.0个百分点。

2009年，化工行业下半年用电持续好转。上半年各月用电降幅波动较大，7月份首次实现当月用电量正增长，全年用电量2868亿千瓦时，同比增长3.20%，增速比上年高1.73个百分点。

去年有色金属冶炼行业月度用电量连创新高，全年用电量2571亿千瓦时，同比增长0.42%，比上年增速回落6.01个百分点，是四大行业中最晚恢复正增长的行业，四季度以来各月用电量连续创新高；建材行业受金融危机影响的时间最短、实现正增长最早。建材行业受国家基础设施建设和灾后重建政策拉动最明显，3月份实现单月用电正增长，各月用电量连创新高。

此外，纺织业、通用及专用设备制造业的月度用电增长在上半年持续处于震荡态势，进入8月份开始转正向好。交通运输设备制造业受铁路、交通投资大幅拉动作用，全年（除1月外）月度用电量基本处于正增长且逐月加速的态势。

由于2009年工业特别是重工业生产回升更加明显，对弹性系数的影响非常大，2009年全国电力消费弹性系数为0.69，比上年回升0.12。

电煤供需总体平衡

另据了解，在过去的一年中，电煤供需总体平衡，但四季度变化较大。上半年，国内煤炭需求放缓，电厂存煤保持较高水平，电煤价格较上年高位有一定回落。下半年，进口煤炭总量急剧放大，但由于需求逐步增强，煤炭资源整合过程影响了生产能力的完全释放，煤炭供需趋于偏紧；电厂库存持续下降，2009年底，全国电煤库存平均可用天数已降至11天左右；四季度电煤价格快速上涨，煤炭供需平衡压力加大，部分地区更显突出。四季度电煤成为影响部分地区电力供需平衡的最主要因素。2009年，全国6000千瓦及以上电厂发电消耗原煤13.99亿吨，同比增长6.08%，增速略低于火电发电量增速。

行业利润明显回升

2009年以来，在煤价同比大幅回落、发电量增速逐步转正以及电价调整翘尾等利好因素作用下，电力行业利润明显回升，1~11月，电力行业利润总额891亿元，但是全行业销售利润率3.16%，资产利润率1.41%，明显偏低。火电行业利润由上年同期的净亏损377亿元转为盈利465亿元，扭亏增盈842亿元，远高于全行业盈利增加额；电网企业因单边上调电价而造成经营状况恶化的趋势在9月以后得到一定遏制，1~11月实现利润63亿元。但是利润在地区间分布极不均衡，江苏、浙江、广东三省火电企业利润占全部火电利润的73.75%；北京和广东电力供应企业利润是全部供应企业利润的2.30倍，相当部分省份亏损严重。但是，电力行业效益没有机制保障，11月20日调整上网电价后，电网经营亏损情况好转，但四季度煤价过快上涨的现实情况对2010年电力行业经营将造成巨大影响。

趋势

行业投资继续保持较大规模全社会用电量将呈“前高后低”趋势

2010年，电力需求继续回升，供需总体平衡，但电煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的最主要因素。

今年电力行业投资保持较大规模，结构继续优化。预计2010年电源和电网投资都将在3300亿元左右，全年全国电力投资完成额6600亿元左右，少于2009年水平。

投资结构继续优化，城市和农村配电网投资的力度将逐步加大，电源投资中火电投资比重将继续低于50%，水电、核电投资比重将继续提高；电网投资占电力投资的比重也会再度低于50%。

在基建新增方面，预计2010年全国全年基建新增装机8500万千瓦，其中，水电新增超过1500万千瓦，火电新增5500万千瓦，核电新增108万千瓦，风电新增1300万千瓦，太阳能光伏新增20万千瓦。预计2010年年中，全国发电装机容量将突破9亿千瓦。2010年年底，全国发电装机容量在9.5亿千瓦左右，其中，水电2.1亿千瓦，火电7亿千瓦，核电1016万千瓦，并网风电3000万千瓦。

在电煤方面，预计全年全国电厂发电、供热生产电煤消耗在16亿吨左右。煤炭需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步推动煤价继续走高，增加电厂煤炭采购难度和采购成本。2010年，我国大部分地区出现气温偏高、偏低等天气的概率仍然很大，部分时段电力保障能力将承受巨大考验。预计至2010年汛前，主要流域来水将继续维持目前严重偏枯的趋势，流域来水量仍将严重不足。预计2010年全国来水情况总体为平水年偏枯，今冬明春全国特别是华中地区干旱基本成定局。汛期也存在来水集中、来水量大等可能。

综合判断，预计2010年，全国电力消费增长势头将高于2009年，以2009年全国电力工业统计快报为计算基数，全年电力消费同比增长9%，达到39700亿千瓦时左右。考虑到2009年各月的基数效应，2010年全社会用电量将呈现“前高后低”的总趋势，上半年增速将超过10%，下半年逐步回落。预计全年发电设备利用小时将在4500小时左右，与2009年基本持平或略有下降。

2010年，全国电力供需总体平衡有余。受来水、电煤及天然气供应等不确定性因素影响，上海、江苏、浙江、湖北、湖南、江西、四川、重庆等地区部分时段电力供需偏紧，可能存在一定的电力电量缺口。

观点

加快电源结构调整力度推进电价改革

加大电网建设力度实现清洁发电

当前，我国电力工业最突出的矛盾仍是电力结构性问题。火电机组和火电发电量比重仍然过高；电源电网发展不协调；我国能源资源与能源消费逆向分布的特征和全球气候变化的压力都要求我国电力工业必须加快转变发展方式，实现科学发展。

为此，中电联建议指出，要进一步加快电源结构调整力度，实现清洁发电。高度重视清洁煤发电。我国能源结构中以煤炭为主的格局在相当长时期内难以改变，必须充分重视洁净煤燃烧技术的发展与推广。要继续上大压小，积极合理发展热电联产，提高综合能源利用效率。要继续加快水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发展，努力提高非化石能源发电在总装机中的比例，加强与电网协调发展的统一规划力度；加强与清洁能源发展有关的政策研究，争取良好的发展环境；组织研究和制订清洁能源发展有关行业标准和技术规范，尽快健全和完善标准体系。

要加大电网建设力度，实现电源电网协调发展。加快建设坚强的智能电网，继续增强“西电东送”、跨区跨省电网输电能力建设，大力推进特高压、大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的建设，优化电源结构和布局，促进能源资源在更大范围的优化配置和提高电网平衡能力；加快城农网建设改造力度，实现各级电网协调发展，促进电力发展方式的根本性转变。

逐步理顺煤电关系推进电价改革

中电联建议，电力行业应当逐步理顺煤电关系，完善、推进电价改革。据了解，2008年煤电关系十分紧张，火电企业严重亏损，煤电运衔接也存在许多矛盾。金融危机以来，电力需求下降导致煤电矛盾趋缓。随着2009年下半年经济形势好转，电力需求上升，电煤消费逐月增长加快。但由于地区电力结构不平衡、枯水期普遍来水少和极端天气影响，出现了缺煤停机或限电，煤价普遍上涨40元/吨左右，电煤问题又重新显现。

四点建议理顺煤电关系

为理顺煤电关系，中电联提出建议：一是努力做好当前的煤炭供应工作。煤炭企业应在安全生产的前提下努力提高产量，运输行业应优化调整运力，保证重点地区、重点电厂的煤炭供应，发电企业应积极筹措资金，想方设法购买电煤，以保证当前乃至“两会”期间的电力安全。要加强对重点合同量、价的监管力度，提高履约率，保证电煤供应。对于部分省份的煤炭资源近期不得外运出省的地方保护政策，要坚决制止。

二是加强国家对煤炭资源的调配力度，建立国家煤炭应急储备制度。煤炭资源作为关系国计民生的基础性资源，国家应该具备相当的调配能力，从宏观制度层面构架煤炭储备体系，以应对电煤频繁告急。启动煤炭储备机制不仅可以缓解能源安全与经济发展提速间的冲突与矛盾，也可以平抑煤炭市场异常波动，防止过度投机行为，符合国际通用做法。同时，也应鼓励各发电集团建立自己的电煤储运机制。

三是加强煤炭产运需协调，整顿电煤流通环节，加大力度帮助电力企业协调重点地区、重点电厂（特别是新增的重点电厂）的电煤产运需保障平衡，确保资源总量基本平衡和稳定供应。尽快建立电煤信息统计体系，完善电煤价格指数测算与发布机制，做好电煤的预测预警工作。

四是适时启动煤电联动。煤电联动机制自2004年年底实施以来，一是不能及时启动，二是有关机制存在问题。现阶段，应进一步完善煤电价格联动机制，调整发电企业消化煤价上涨比例，设置煤电联动最高上限，适当控制电煤价格涨幅，保持煤炭、电力价格基本稳定。应根据2009年年底及2010年初以来电煤价格不断上涨的情况，及时启动煤电联动，以缓解发电企业的经营压力和煤电之间的矛盾。

在推进电价改革方面，中电联建议指出，近年来的经济运行中，“市场煤、计划电”的体制性矛盾依然突出，电力企业这几年难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，行业盈亏基本由政府制定的价格决定。煤电价格矛盾已影响到部分时段、部分地区的电力供需平衡。应采取切实可行的措施，进一步推进电价改革。

要在合理的电价机制形成过程中，继续坚持煤电联动的原则和机制，同时解决热电价格长期倒挂的问题。同时，加大需求侧管理工作力度，发挥价格对需求的引导调节作用。理顺各种终端能源之间的比价关系，引导用户合理消费各种能源。此外，还要加快资源型产品价格改革步伐，尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制，以促进清洁能源发展，调整能源结构。

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五大电企确立2010年经营重点

1月28日，随着中电投集团2010年工作会议结束，备受业界关注的华能、大唐等五大发电集团2010年工作会议都已全部闭幕。2010年是我国“十一五”规划的最后一年，与2009年相比，我国经济回升向好的基础将逐步稳固，但经济发展面临的形势依然十分复杂，不确定因素很多。在这种情况下，五大发电集团在整体扭亏为盈的基础上制订了新一年的工作目标和任务。

刚刚过去的全国性“电荒”反映出现有煤电运链条的脆弱，也使得煤炭价格大幅上涨。因此对电企来说，进军上游煤炭行业、实现煤电一体化成为突破煤电困局的共识。中电投今年计划新增煤炭产能2260万吨，届时，中电投的煤炭总产能将达7275万吨，走在同行前列。华能也将进一步扩大煤炭产能布局。华能总经理曹培玺表示：“2010年目标是完成煤炭产量5686万吨，同比增加29%；新增煤矿产能超过1500万吨。”

虽然大唐只计划在今年煤炭产量达到700万吨，但规划在2015年达1亿吨左右。华电提出2010年的目标是煤炭项目核准3100万吨，开工3100万吨，到2013年使其控参股煤矿产能超过1亿吨/年。此外，国电也制定了相关的煤炭业务规划。

五大发电集团还将推进煤炭物流体系建设，加大对下游铁路和港口的投资，进一步打造煤电运一体化产业链。在这方面，中电投将加快蒙煤南运大通道（赤大白铁路、锦赤铁路、锦州港三大工程）的建设。华能将抓好西平等铁路项目的合作开发，建好太仓、海门等中转基地；华电也将力争曹妃甸煤码头三期项目核准、北煤南运通道项目列入国家“十二五”规划。

截至目前，华能、大唐的总装机容量已率先突破1亿千瓦，华电、国电、中电投也分别达到7697万千瓦、8000万千瓦、6000万千瓦。同时，五大电企均制定了2010年电源项目发展目标：华电力争年底突破9000万千瓦、国电达到9500万千瓦、中电投实现总装机7000万千瓦。随着国资委今年将全面推行经济增加值（EVA）考核，加大对资产负债率的考核力度，五大发电集团今年在扩大生产经营规模的同时，更加注重企业的价值创造。

陆启洲指出：“中电投集团将继续推进结构调整和战略转型，保持清洁能源比重在全国电力行业中的领先位置。”截至2009年底，中电投的清洁能源比例达30%，居五大发电集团之首。华能、大唐等都将加快调整电源结构的步伐：华能将推进大中型水电和核电项目建设，做好基地型和效益型风电项目建设；大唐将全面加强核电能力建设；华电统筹推进“上大压小”、年内关停小机组55万千瓦。

五大发电集团在积极优化电源结构的同时，还将继续调整产业结构。华能将在新疆准东、呼伦贝尔煤炭资源丰富的地区及浙江、广东等经济发达地区研究开发建设大型商业化煤制天然气及循环发电工程的可行性；大唐将重点抓好多伦煤化工的整体试运和投产工作、托克托粉煤灰综合利用铝硅钛项目确保在年内实现投产。总的来说，五大发电集团将重点建设电源、煤炭、制造、物流基地，形成规模集聚、资源集约、优势集中、效益集显的产业集群。

此外，随着低碳经济推进，五大发电集团在开展碳交易、应用低碳技术等方面，都在从战略上进行超前谋划，并开始推进有关“十二五”的企业发展规划，确保发展项目纳入地方及国家能源发展规划。

欧洲将扩大海上风电市场 欧洲造船厂协会(CESA)和欧洲风能协会(EWEA)敦促欧盟（EU）和欧洲投资银行(EIB)指出建造新船，为今后几年扩大海上风能市场服务。

欧洲造船厂协会和欧洲风能协会敦促欧盟制定开发计划和筹资机制，并呼吁欧洲投资银行采取必要的措施支持必须的重要投资风险，确保为海上风力发电行业提供足够的安装船。他们还主张海上风力发电行业用事实证明该行业将成为欧盟2020年智能、绿色发电增长战略的关键行业。

预计为了满足海上风力发电增长的需求，对新船的总投资将需要78.7亿美元。到2020年，将安装成千上万海上风力涡轮，以及必要的底层结构和电缆。

据主流可再生能源公司创始人兼首席执行官兼欧洲风能协会秘书Eddie O’Connor介绍，从2020年开始海上风力发电将达到40,000兆瓦/年。因此，将需要10-12艘重吊船，和其他运输基础塔架、吊架和叶片系统的船舶。还将在整个欧洲建新的港口。

欧洲风能协会秘书长Reinhard Lüken指出，欧洲船厂将为开发专用的海上设备创新解决方案提供必要的工程电源。同欧洲的工业一起保持推动向可持续能源生产绿色革命的快速增长能力。

海上风力发电将为欧洲解决能源和气候困境提供答案。开发重组的不排放卫士气体的能源、减少对不断上涨的进口燃料的依靠，创造成千上万的就业岗位和提供大量的本土的可承受价格的电力。

目前海上风力发电行业拥有员工19,000人，预计到2020年员工人数将增长到15.6万人。

瑞典将在未来10年新建2000座风力发电站 瑞典工商与能源大臣毛德·奥洛夫松日前在瑞典《每日新闻》报上撰文透露，瑞典将在未来10年内新建2000座风力发电站，以增加可再生能源发电量。

文章说，根据政府即将出台的能源发展规划，到2020年瑞典可再生能源年发电量将争取达到250亿千瓦时，相当于瑞典目前核能发电量的一半。为此，瑞典将加大对可再生能源的开发力度，其中将重点兴建2000座风力发电站。

文章说，瑞典政府将把目前实行的电力配额制延长到2035年，以促使各电力公司继续加大对可再生能源的投入。

根据瑞典风力发电行业组织“瑞典风能”提供的数据，截至2009年底，瑞典全国共建有1300座风力发电站，年风力发电量突破30亿千瓦时。